Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Условное обозначение клапана-отсекателя: К — клапан, А — отсекатель, У — управляемый с устья, без буквы У — автоматический, цифра 1 или буква М — обозначение модели, первое число — условный диаметр колонны подъемных труб для КАУ и условный диаметр клапана — для КА, второе число — рабочее давление. Например: КА-68-35К1 и КАУ-89-70.

Критический дебит, при котором срабатывает автоматический клапан-отсекатель, принимают обычно на 15…20% больше оптимального. Настройка клапана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных штуцеров и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от 0,1 до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно устанавливается в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем сбрасывания в колонну НКТ, или с использованием канатной техники, либо с применением специального посадочного инструмента. В нижней части клапан-отсекатель должен иметь замок с фиксатором для посадки на ниппель.

По способу установки клапаны разделяются на съемные и стационарные. Съемные, как правило, могут сниматься с помощью канатной техники после глушения скважины. Стационарные для замены клапана требуют подъема всего пакера.

По видам уплотняющего устройства клапаны-отсекатели подразделяются на тарельчатые, шаровые, поршневые и крановые.

Тарельчатые клапаны, называемые часто «хлопушкой» состоят из корпуса, тарели, седла и возвратной пружины, работающей на кручение.

Шаровые клапаны аналогичны клапанам на штанговых насосах.

Крановые клапаны состоят из корпуса, запорного элемента, представляющего собой шар со сквозным отверстием, системы поворота запорного элемента и седла.

Поршневые клапаны могут перекрывать поток за счет закрытия боковых окон в цилиндре или же садиться на седло аналогично тарельчатым или шаровым. В настоящее время наиболее приспособленными к осложненным условиям эксплуатации оказались поршневые клапаны. Тарельчатые и крановые используются в нагнетательных скважинах.

По системе управления клапаны-отсекатели можно разделить на управляемые механическим толкателем и срабатывающие за счет перепада давления в под- и надпакерной зонах. Последняя система подразделяется на системы, срабатывающие от давления, возникающего в процессе эксплуатации и создаваемого устьевым оборудованием.

Рассмотрим подробнее схемы управления:

а) схема управления клапаном-отсекателем с помощью механического толкателя позволяет надежно фиксировать момент открытия и закрытия клапана. В схеме имеется хвостовик, присоединяемый к скважинному насосному агрегату. Как правило, длина толкателя изменяется от 10 до 30 м, хотя может быть и длиннее. Недостатком такой схемы является необходимость при подъеме колонны НКТ при отсутствии перекрытия ствола скважины, что требует установки устьевого сальника. К тому же, в случае изменения глубины подвески насоса и при других обстоятельствах, требуются извлечение и последующая установка пакера на новой глубине, что связано с обязательным глушением скважины. Клапан-отсекатель с рассматриваемой системой управления не перекрывает скважину в аварийных ситуациях, например при обрыве колонны НКТ и падении ее на пакер.

Однако, несмотря на указанные недостатки и благодаря простоте исполнения, эта схема применяется в промысловой практике;

б) схема управления отсекающим клапаном пакера за счет усилия, возникающего от действия гидростатического давления столба жидкости в скважине, позволяет автоматически управлять клапаном-отсекателем как в аварийных ситуациях, так и при повседневной эксплуатации. Кроме того, в этой схеме пакер-отсекатель и насосная установка работают независимо друг от друга, благодаря чему изменение глубины подвески насоса в процессе эксплуатации скважины не влечет за собой перестановки пакера. К недостаткам этой схемы по сравнению с первой относится необходимость применения более сложного и дорогостоящего оборудования;

в) схема управления отсекающим клапаном пакера за счет импульса давления, создаваемого над клапаном, дает возможность работы без устьевого сальника. Однако для переключения клапана из одного положения в другое необходимо наличие насосного агрегата, что усложняет ее эксплуатацию. Как и в первой схеме, отсекающий клапан не срабатывает при аварийных ситуациях.

Необходимо отметить, что установка пакеров с клапанами-отсекателями имеет следующие существенные недостатки:

• невозможен или крайне затруднен спуск на забой приборов;

• при использовании в скважинах с высоким содержанием механических примесей возможно попадание осевших частиц на прием насоса и в механизм пакера, что затруднит его демонтаж;

• создает на внутренних стенках обсадной трубы механические повреждения от удерживающих элементов пакеров;

• в случае попадания посторонних предметов, как правило, происходит заклинивание клапана-отсекателя или пакера при их подъеме;

• в скважинах с осложнениями в виде отложения солей, смол и высокого содержания механических примесей, когда необходимо проводить периодическую чистку забоя и призабойной зоны скважины циркуляцией или желонками в настоящее время необходимо производить извлечение пакера.

Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне НКТ на ниппель путем сбрасывания или с использованием специального посадочного инструмента.

Рис.14. Клапаны-отсекатели типов КАУ-89-35 (а), КАУ-73-50 (б) и КА (в): а, б: 1 — муфта; 2 — уплотнение; 3 — цилиндр; 4 — поршень; 5, 12, 19 — пружины; 6 — переводник; 7—втулка; 8 — толкатель; 9 — корпус седла; 10 — седло; 11— хлопушка; 13 — ось; 14 — кожух; 15 —шар; 16 — плечо; 17 — штифт; 18- втулка; 20 — кольцо; в: 1 — головка,; 2 — уплотнение; 3 — пружина; 4 — шток; 5 — кольцо; 6 — корпус; 7 — дроссель; 8 — седло; 9 — плечо; 10 — шар.

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем клапана-отсекателя, представляет собой патрубок, внутри которого выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обработана под посадку уплотнительных элементов клапана-отсекателя. По обоим концам ниппеля нарезана резьба для соединения с колонной НКТ. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают выше пакера.

Клапаны отсекатели управляемый КАУ (рис. 14 а, б) управляются с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем.

Клапаны-отсекатели устанавливаются в посадочные ниппели инструментами канатной техники и фиксируются в ниппелях при помощи замков, размещенных в канавке 1.

Клапан-отсекатель в открытом виде с замком ЗК спускается в скважину.

Клапаны-отсекатели предназначены для перекрытия подъемных труб скважин при разгерметизации устья или при отклонении режима работы скважины от заданных пределов.

Клапаны-отсекатели управляемые КАУ (табл. 1 и рис. 14 а, 6) управляются с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем.

Таблица 1. Техническая характеристика клапанов КАУ.

• Ингибиторные клапаны.

Ингибиторные клапаны предназначены для подачи из затрубного пространства в полость подъемных труб ингибиторов разного назначения в процессе эксплуатации скважины.

Клапаны КИНГ (рис. 16) устанавливаются в карман скважинкой камеры инструментом ИСК из комплекта КИГК при помощи канатной техники и извлекается цанговым инструментом ИЦ из того же комплекта. Инструментами захватывают клапан за головку 1.

Клапан в кармане фиксируется при помощи цанги 11, которая входит в специальную расточку кармана камеры и разжимается в нем буртом корпуса 10, который входит в цангу при посадке.

При снятии клапана цанги освобождаются после среза штифта 12.

Клапан в кармане камеры герметизируется уплотнениями 2 и 8 таким образом, что ингибитор из затрубного пространства поступает через перепускные отверстия камеры, отверстие во втулке 3 и клапан, состоящий из седла 4, шарика 5, штока 6 и пружины 7.

При помощи втулки 9 клапан настраивается на определенное давление открытия и, открываясь, перепускает ингибитор через втулку 9 и наконечник 14 внутрь полости подъемных труб. Обратный клапан 15 препятствует перетоку жидкости из полости подъемных труб в затрубное пространство.

Ингибиторный клапан КИНГ спускается в скважину на колонне подьемных труб.

• Разъединитель колонны.

Разъединитель предназначен для соединения колонны подъемных труб с пакером и их разъединения в фонтанных и газлифтных скважинах.

Перед отсоединением колонны подъемных труб от пакера для изоляции пласта в шейку в) разъединителя исполнения 1 (рис. 17, а) с помощью спускового инструмента из комплекта инструментов ИКПГ канатной техникой устанавливается глухая пробка с замком. Головки перьев цанги замка фиксируются в канавке а) штока 3.

Разъединитель отсоединяют толкателем канатной техники из того же комплекта ИКПГ, зацепляемым с шейкой верхней цанги 2.

При отсоединении шток 3 должен находиться в положении, при котором его бурт б) упирается в бурт центратора 5, а перья цанги 2 оказываются у расточки цилиндра 1. Это позволяет им выйти из зацепления со штоком и свободно подниматься совместно с цилиндром при подъеме колонны труб. При дальнейшем подъеме колонны труб нижняя цанга 6 выйдет из зацепления с центратором 5 и останется в скважине со штоком и посаженной в него глухой пробкой, что обеспечит перекрытие пласта.

Соединение разъединителя осуществляется толкателем циркуляционного клапана в обратном порядке. Герметичность соединения штока и цилиндра в рабочем положении в скважине обеспечивается уплотнением 4. Глухая пробка после соединения разъединителя извлекается подъемным инструментом из комплекта ИКПГ.

Разъединитель исполнения 2 (см. рис. 17 б) отличается конструкцией верхнего фиксирующего механизма и креплением нижней замковой цанги.

Извлекаемой частью разъединителя является цилиндр 1, соединенный с упором 10, цангодержателем 11, цангой 6 и центратором 5. Совместно с ними извлекаются гильза 8 и кулачки 9, помешенные в упоре 10. Для разблокировки кулачков 9 гильза 8 с помощью толкателя из комплекта инструментов ИКПГ перемешается вверх, пока фиксатор 7 не попадет в канавку а) цилиндра. В этом положении кулачки 9 попадают в канавку в и освобождают шток 3. При дальнейшем подъеме цилиндра цанга 6 утопает в окне цангодержателя 11 и освобождает шток 3 от зацепления с извлекаемой частью разъединителя.

Разъединитель соединяют толкателем в обратной последовательности. При этом фиксатор 7 должен находиться в канавке а.

Шток 3 герметизируется в цилиндре 1 набором манжет 2. Внутри штока установлена гильза 9, которая с помощью фиксатора 8 и кулачков 6 удерживает шток в положении, заблокированном с цилиндром. Соединение спускается в скважину в заблокированном состоянии, и после посадки пакера для снятия натяжения колонны подъемных труб должно быть разблокировано перемещением гильзы 9 вверх. При этом фиксатор 8 попадает в канавку а, а кулачки 6 – в расточку б, в которой они утопают. В результате шток 3 и цилиндр 1 освобождаются от зацепления и способны перемещаться друг относительно друга и компенсировать удлинение и укорочение колонны подъемных труб.

2. Оборудование газлифтных скважин

1. Принцип действия и область применения.

Область применения газлифта: высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. По колонне труб газ с поверхности подается к башмаку, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

Характеристики

Список файлов реферата